Análise faciológica e petrográfica dos arenitos cretácicos da Bacia de Campos

A Bacia de Campos localiza-se na margem sudeste da costa brasileira, entre os paralelos 20.5⁰ e 23S⁰, com aproximadamente 100.000 km² de área. A bacia possui significativos volumes de hidrocarbonetos na seção pós-sal, sendo a grande maioria destas reservas em depósitos turbidíticos. Este trabalho teve como foco os arenitos depositados durante o Cretáceo, que ocupam a porção basal da Formação Carapebus da Bacia de Campos, visando à caracterização faciológica e petrográfica, interpretação do ambiente deposicional, distribuição espacial, e da qualidade dos reservatórios na região estudada. Para tal caracterização, foi feita a descrição e análise faciológica de testemunhos de sondagem de cinco poços, correlação entre os perfis geofísicos e os dados de rocha, elaboração de mapas de espessura, análise petrográfica de quarenta e nove lâminas delgadas e integração dos resultados, gerando um modelo geológico. A análise faciológica dos testemunhos definiu quinze fácies, interpretadas e agrupadas em três associações fácies (Canal Turbidítico, Lobo Turbidítico Proximal e Lobo Turbidítico Distal ou Overbank), de acordo com as características litológicas e padrões de empilhamento. A distribuição das fácies nos testemunhos está diretamente relacionada com a localização espacial do mesmo em relação ao canal turbidítico. Mapas de espessura foram gerados com base nos testemunhos e perfis geofísicos, e mostraram uma calha principal de deposição das areias com orientação aproximada NW-SE. Através da análise petrográfica foram definidas dezessete petrofácies de reservatório, que foram classificadas em quatro associações de petrofácies definidas com base no impacto na qualidade de reservatório (Porosas, Parcialmente Cimentadas, Cimentadas_Compactadas e Lutitos). Os principais fatores que controlam a qualidade de reservatório são a quantidade de intraclastos e pseudomatriz lamosa e de cimento carbonático. De forma geral, os crescimentos secundários atuaram de forma positiva na porosidade, sustentando o arcabouço e reduzindo a compactação mecânica. As associações de fácies de Canal Turbidítico e Lobo Turbidítico Proximal possuem as melhores qualidades de reservatório, apresentando a maior ocorrência da associação de petrofácies Porosa. Com base na correlação entre os dados de rocha (testemunhos e lâminas delgadas) e os perfis geofísicos, foram definidas assinaturas especificas para as melhores e piores qualidades de reservatório. Foi ainda possível observar que os poços A e D possuem as melhores qualidades de reservatório, estando localizados na parte central da calha principal de deposição do sistema turbidítico em questão. A integração das ferramentas utilizadas neste estudo contribuiu para a caracterização dos arenitos santonianos estudados, especialmente no sentido de compreender as heterogeneidades dos reservatórios, identificando as barreiras de fluxo que compartimentam os mesmos.The Campos Basin is located in the southeastern margin of the Brazilian coast, between the parallels 20.5⁰ and 23⁰ S, with an area of approximately 100.000 km². The basin contains significant volumes of hydrocarbons in the post-salt section, with most of the reserves accumulated in turbidite deposits. This dissertation focuses on the study of sandstones deposited during the Cretaceous, comprising the basal Carapebus Formation. The main objectives are to characterize these sandstones and associated rocks in terms of facies and petrography, to interpret the depositional environment, spatial distribution and reservoir quality of these deposits. For this characterization, the description and facies analysis of cores from five wells was carried out, correlation between well-log and rock data, elaboration of thickness maps, petrographic analysis of forty-nine thin sections and integration of the results, leading to the proposition of a geological model. Facies analysis of the cores defined fifteen facies, interpreted and grouped into three facies associations (Turbidite Channel, Proximal Turbidite Lobe and Distal Turbidite Lobe or Overbank), according to the lithologic characteristics and stacking patterns. Facies distribution in the cores is directly related to their spatial location in relation to the turbidite channel. Thickness maps were generated based on cores and well logs, and they showed the deposition of sands along an approximately NW-SEoriented main channel. Through petrographic analysis seventeen reservoir petrofacies were defined, grouped into four petrofacies associations based on the impact on reservoir quality (Porous, Partly Cemented, and Cemented_Compacted and Lutites). The main controls on reservoir quality are the amount of mud intraclasts and pseudomatrix and carbonate cement. Overall, the presence of overgrowths had a positive impact on porosity, supporting the framework against mechanical compaction. The Turbidite Channel and Proximal Turbidite Lobe facies associations display the best reservoir qualities, with the common occurrence of Porous petrofacies association. Based on correlation of rock (cores and thin section) and well-log data, specific signatures were defined for the best and worst reservoir qualities. It was also observed that wells A and D have the best reservoir quality, being located in the central part of the main turbidite channel in this system. The integration of tools in this study contributed to the characterization of the studied Santonian sandstones, especially in order to understand heterogeneities in the reservoirs, identifying flow barriers and reservoir compartmentalization